Regolazione tariffaria delle infrastrutture elettriche

1. Regolazione tariffaria delle infrastrutture elettriche Emma Putzu Direzione Tariffe Unità analisi patrimoniali ed economiche Seminario Università di Pavia - Pavia, 4 giugno 2009 Autorità per l’energia elettrica e il gas

2. Indice • I riferimenti normativi • La determinazione delle tariffe: i criteri generali • La regolazione tariffaria del settore elettrico

3. Indice • I riferimenti normativi • La determinazione delle tariffe: i criteri generali • La regolazione tariffaria del settore elettrico

4. Riferimenti normativi (1/5)Legge n. 481/95 – Articolo 1 • Mandato dell’Autorità • “garantire la promozione della concorrenza e dell’efficienza nei servizi di pubblica utilità (…), nonché adeguati livelli di qualità nei servizi medesimi in condizioni di economicità e di redditività, assicurandone la fruibilità e la diffusione in modo omogeneo sull’intero territorio nazionale • definendo un sistema tariffario certo, trasparente (…) promuovendo la tutela degli interessi di utenti e consumatori • il sistema tariffario deve altresì armonizzare gli obiettivi economico-finanziari dei soggetti esercenti il servizio con gli obiettivi generali di carattere sociale, di tutela ambientale e di uso efficiente delle risorse”

5. Riferimenti normativi (2/5)Legge n. 481/95 – Articolo 2, comma 12- comma 18 • Competenza in materia di regolamentazione tariffaria • L’Autorità per l’energia elettrica e il gas: • stabilisce e aggiorna (…), la tariffa base, i parametri e gli altri elementi di riferimento per determinare le tariffe (…) nonché le modalità di recupero dei costi eventualmente sostenuti nell’interesse generale (lettera e) • aggiorna la tariffa base (…)con il metodo del price cap • definisce le condizioni tecnico economiche di accesso e di interconnessione alle reti (…) (lettera d)

6. Riferimenti normativi (3/5)Legge 14 novembre 1995, n. 481 articolo 2, comma 17 • Definizione di tariffa • Si intendono per tariffe i prezzi massimi unitari dei servizi al netto delle imposte

7. Riferimenti normativi (4/5)Legge n. 481/95 – Articolo 2, comma 18 • I criteri per la determinazione della tariffa • l’Autorità determina la tariffa con il metodo del price cap, utilizzando i seguenti parametri: • Tasso di variazione medio annuo riferito ai dodici mesi precedenti dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall’ISTAT • Obiettivo di variazione del tasso annuale di produttività, prefissato per un periodo almeno triennale

8. Riferimenti normativi (5/5)Legge n. 481/95 – Articolo 2, comma 12- comma 18 • I criteri per la determinazione della tariffa • l’Autorità deve determinare la tariffa in modo da: • garantire il recupero della qualità del servizio • riconoscere i costi derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da mutamenti del quadro normativo o dalla variazione degli obblighi relativi al servizio universale • riconoscere i costi derivanti dall’adozione di interventi volti al controllo e alla gestione della domanda attraverso l’uso efficiente delle risorse

9. Quali tariffe in un mercato libero DPCM 31 ottobre 2002 • Pone criteri generali integrativi ai criteri stabiliti dall’articolo 3, commi 2 e 5, della legge 14 novembre 1995, n. 481 per la definizione delle tariffe dell’elettricità e del gas • L’Autorità: • definisce, calcola e aggiorna le tariffe anche dopo l’apertura dei mercati ai clienti idonei al fine di consentire un ordinato e graduale passaggio al mercato liberalizzato per gli utenti finali che si trovavano nella condizione di cliente vincolato • definisce metodologie di aggiornamento delle tariffe che ne minimizzano l’impatto inflazionistico • minimizza l’impatto degli oneri derivanti da misure a contenuto sociale

10. Indice • I riferimenti normativi • La determinazione delle tariffe: i criteri generali • La regolazione tariffaria del settore elettrico

11. La regolamentazione tariffaria dell’energiaLa filiera gas La filiera elettrica Importazione Produzione Importazione Produzione Borsa Stoccaggio Trasmissione Distribuzione Dispacciamento Trasporto Distribuzione Misura Misura Utenza Residenziale e Commerciale Utenza industriale Centrali Termo- elettriche Cliente libero Cliente tutelato Shippers AcquirenteUnico Grossisti GNL Venditori • Settori regolati • Settori liberi

12. La regolamentazione dell’energiaPerché regolare le tariffe dei servizi essenziali Totale imposte 14,0% Stoccaggio 1,4% Oneri generali disistema 7,3% Totale imposte 37,8% Trasporto 4,8% Vendita al dettaglio 3,9% Costi infrastrutture 16,4% Costi di rete 14,8% Commercializ. all'ingrosso 4,9% Costi di approvvigionamento 63,8% Distribuzione 10,1% Energia 37,1% • L’incidenza sul prezzo finale della parte derivante da tariffe regolate è inferiore a un quinto del totale • Elettricità • Gas • Fonte: AEEG, dati aggiornati al secondo trimestre 2009 • È tuttavia necessario regolare le tariffe dei servizi in monopolio per: • evitare comportamenti anticoncorrenziali nei servizi liberalizzati a valle e a monte • garantire l’accesso a condizioni eque e non discriminatorie alle infrastrutture essenziali • proteggere le fasce deboli

13. Quale ruolo per l’Autorità in un mercato libero • L’Autorità fissa le tariffe per i servizi svolti in regime di monopolio (trasmissione/trasporto, distribuzione, misura, stoccaggio e rigassificazione) • costituiscono il prezzo massimo che il monopolista può praticare • le imprese regolate determinano i corrispettivi tariffari nel rispetto dei criteri definiti dall’Autorità • L’Autorità non regola i prezzi delle attività in concorrenza (produzione, importazione e vendita) salvo: • Condizioni economiche (Deliberazione n.156/07) • sono relative a servizi liberamente svolti (vendita, produzione e importazione) • sono definite dall’Autorità sulla base di criteri di mercato e dei costi del servizio • costituiscono una garanzia per i piccoli clienti • I regimi di tutela per gli utenti disagiati

14. Le scelte dell’AutoritàObiettivi del sistema tariffario • Minimizzare i costi del servizio • costi “riconosciuti” e price cap • Garantire un adeguata redditività alle imprese regolate • Ridurre il trade-off tra riduzione dei costi/investimenti/qualità del servizio • Tutelare i clienti • di piccole dimensioni, domestici, in condizioni di disagio economico/fisico • Garantire l’uso efficiente delle risorse nella fornitura del servizio/tutela dell’ambiente

15. Le scelte dell’AutoritàCaratteristiche generali del sistema tariffario (1/2) • Garantisce l’efficienza e corretto trasferimento del segnale di prezzo tramite tariffe rispondenti ai costi del servizio • Garantisce l’eliminazione di sussidi incrociati tra diverse tipologie d’utenza e diverse attività caratteristica indispensabile se l’operatore di sistema è di proprietà di un impresa verticalmente integrata • Garantisce la coerenza dei criteri di regolazione adottati in ambito nazionale con gli indirizzi sviluppati in ambito europeo (esempio adozione della tariffa entry exit nel trasporto gas) caratteristica indispensabile per • favorire la creazione di un mercato europeo dell’energia, differenze nella struttura tariffaria possono comportare vincoli agli scambi tra i sistemi di trasporto dei diversi paesi membri • Garantisce il rispetto delle specificità tecniche (settoriali/infrastrutturali) favorendo la convergenza tra i settori dell’energia elettrica e del gas per quanto riguarda • i criteri generali di riconoscimento dei costi e della regolazione tariffaria • i meccanismi di incentivazione dello sviluppo efficace delle infrastrutture

16. La determinazione delle tariffe Price cap Profit sharing DAI COSTI RICONOSCIUTI … COSTI OPERATIVI + AMMORTAMENTI Vita utile standard + Remunerazione del capitale investito RAB/CIR/CIN …ALLA TARIFFA: prezzo massimo unitario del servizio

17. Identificazione dei costi del servizio (1) • Nozione contabile di costo • costo sostenuto, rilevato e documentabile Costi del personale Costi per materiali di consumo Costi per servizi da terzi Aggiornati annualmente con il price cap COSTI OPERATIVI

18. Il meccanismo del price capAttivazione della regolazione con price cap Costin Pn = Quantitàn • All’inizio di ciascun periodo regolatorio occorre: • definire la base dei costi sottoposti a price cap • valutare il livello di questi costi in un anno di riferimento, di solito l’ultimo di cui si hanno dati consolidati da bilancio (anno n-1) • In base ai costi dell’anno n, si definisce la tariffa per l’anno n+1 e per gli anni successivi del periodo regolatorio, tenendo conto dell’inflazione (RPI) e del fattore X di efficientamento Anno n Costi Pn+1 = Pn (1 + RPIn - X) Quantità Pn+2 = Pn+1 (1 + RPIn+1 - X) Pn+3 = Pn+2 (1 + RPIn+2 - X) IncentivoL’eventuale recupero di efficienza ulteriore rispetto al valore di X fissato rimane all’azienda regolata per l’intero periodo regolatorio Pn+4 = Pn+3 (1 + RPIn+3 - X)

19. Il meccanismo del price capRinnovo della regolazione con price cap Costin+4 Peffn+4= Quantitàn+4 • Alla fine di ciascun periodo regolatorio si verificano: • i costi effettivi sostenuti dall’azienda • la quantità erogata nell’ultimo anno consolidato • Il rapporto tra queste due quantità è il costo effettivo per unità di prodotto. • Questo viene confrontato con la tariffa stabilita per l’ultimo anno del periodo regolatorio • All’eventuale quota di efficientamento in eccesso rispetto al livello previsto si applica il profit sharingeventualmente Anno n+3 Profit sharingsolo parte della differenza tra tariffa regolata finale e costo unitario effettivo rimane all’impresa regolata.Sarà recuperata all’interno del fattore X, durante il successivo periodo regolatorio. Pn+4 = Pn+3 (1 + RPIn+3 - X) Anno n+4 Costi  = Pn+4 - Peffn+4 Quantità

20. Identificazione dei costi del servizio (2) • Capitale investito regolatorio = • + immobilizzazioni nette • + capitale circolante netto • - fondi oneri e rischi • - fondo TFR Costo storico rivalutato Tasso di remunerazione WACC REMUNERAZIONE CAPITALE INVESTITO

21. La remunerazione del capitale investito (WACC)1/2 • Tasso di rendimento congruo Capitale di rischio: CAPM Indebitamento: Attuali condizioni di costo del debito per le imprese del settore WACC Il tasso di remunerazione del capitale investito è determinato come media ponderata del tasso di rendimento del capitale di rischio e di quello sul debito Weighted Average Cost of Capital(WACC)

22. La remunerazione del capitale investito 2/2 • Tasso di rendimento del capitale investito • Weighted Average Cost of Capital (WACC): media ponderata del tasso di rendimento del capitale di rischio e di quello di debito WACC WACC = (E/E+D) ri + (D/E+D) rD (1-t) Capitale di rischio Capitale di debito • Capitale di rischio • Rendimento atteso dall’investimento in una attività i: ri= rf + ßi pr • rf = tasso di rendimento attività prive di rischio • ßi = misura del rischio sistematico dell’attività • pr = premio per il rischio di mercato • Capitale di debito • Attuali condizioni di costo del debito per le imprese del settore: rD

23. Servizio di trasmissione I parametri e i tassi usati per fissare il WACC

24. Servizio di distribuzione I parametri e i tassi usati per fissare il WACC

25. Servizio di misura e vendita I parametri e i tassi usati per fissare il WACC

26. Le scelte dell’AutoritàLa remunerazione dei nuovi investimenti (1/2) • Settore gas • Forti carenze infrastrutturali • l’Autorità ha previsto la garanzia di un’extra remunerazione per periodi fino a 15-16 anni per gli investimenti indispensabili per • garantire la sicurezza degli approvvigionamenti • permettere all’Italia di svolgere un ruolo chiave come hub • incrementare l’offerta, in particolare del gas proveniente da paesi oltre frontiera • Attualmente la remunerazione per i nuovi investimenti è, in media, superiore al 10%, in termini reali prima delle tasse

27. Le scelte dell’AutoritàLa remunerazione dei nuovi investimenti (2/2) • Settore elettrico • Minori criticità rispetto al settore gas: incentivi rilevanti ma più contenuti • l’Autorità ha previsto la garanzia di un’extra remunerazione per periodi fino a 8-12 anni per gli investimenti finalizzati a • ridurre le congestioni nelle reti di trasmissione • favorire l’ammodernamento delle reti di distribuzione • Attualmente la remunerazione per i nuovi investimenti è compressa tra il 9%-10%, in termini reali prima delle tasse

28. Stabilità di principi e criteri della regolazione tariffaria • Garantire la certezza sulle modalità di riconoscimento dei costi alle imprese regolate e sulle logiche di aggiornamento dei medesimi non solo all’interno del periodo di regolazione ma anche tra un periodo e l’altro, riduce il cosiddetto rischio regolatorio Effetti positivi Per le imprese Per gli utenti • Riduce il costo del capitale • Incrementa la propensione ad investire delle imprese • Garantisce certezza e stabilità dei ricavi • Il minor costo del capitale “dovrebbe tradursi” in tariffe più basse

29. Indice • I riferimenti normativi • La determinazione delle tariffe: i criteri generali • La regolazione tariffaria del settore elettrico

30. La regolazione tariffaria del settore elettrico: riferimenti normativi • Legge 14 novembre 1995, n. 481 articolo 3, comma 2 • Tariffa unica nazionale • Per le tariffe relative ai servizi di fornitura dell’energia elettrica i prezzi unitari da applicare per tipologia di utenza sono identici sull’intero territorio nazionale

31. Disciplina in vigore fino al 1 gennaio 1997 • Tariffe fissate in via amministrativa • Tariffe uniche riferite all’utenza finale: il quadro normativo era quello risalente ai provvedimenti di unificazione emanati dal Comitato interministeriale prezzi (CIP). • La determinazione delle tariffe era effettuata con l’obiettivo di coprire i costi sostenuti per i servizi forniti senza adeguati incentivi al contenimento dei costi e con il solo vincolo del contenimento dell’inflazione. • Le tariffe in molti casi non riflettevano adeguatamente i costi della fornitura per le singole tipologie di utenza (52 tipologie d’utenza). • Le tariffe erano fissate in termini complessivi senza distinzione per le fasi che compongono il servizio stesso (generazione, trasmissione, distribuzione).

32. Il sistema tariffario prima della riforma introdotta dall’Autorità • Struttura tariffaria in vigore fino al giugno 1997 • Tariffa • Tariffa binomia (lire/KW; lire KWh) a copertura dei costi fissi e variabili del servizio elettrico (distribuzione, generazione e trasmissione) • Sovraprezzi • Sovraprezzo termico; recupero imposta fabbricazione su oli combustibili; ripianamento conto onere termico; nucleare, rinnovabili; • Oneri Fiscali

33. Primi interventi di razionalizzazione da parte dell’AEEG: Delibera n.70/ 1997 (1) • Sono stati inglobati nella tariffa tutti i sovraprezzi e contemporaneamente è stata modificata la struttura tariffaria in modo da enucleare le componenti legate all’andamento dei prezzi dei combustibili; i sovraprezzi e la preesistente componente variabile della tariffa sono stati accorpati in due parti: • La parte A: prezzo dell’energia destinato ai clienti vincolati pari a PGT=Ct+FT Dove PGt è il prezzo pagato al produttore in relazione al consumo nella fascia oraria T; Ct è la componente di costo relativa al combustibile e FT componente relativa agli altri costi (remunerazione capitale, ammortamento, personale) • La parte B che copre i costi di dispacciamento, trasporto e distribuzione (vettoriamento) che va sommata a PGt per ottenere la tariffa finale • il nuovo sistema ha consentito di superare il precedente sistema di rimborso a piè di lista: • costo riconosciuto indipendente dai combustibili utilizzati ottenuto determinando un paniere di combustibili fossili quotati sui mercati internazionali (CT); • aggiornamento bimestrale del costo variabile riconosciuto.

34. Primi interventi di razionalizzazione da parte dell’AEEG: Delibera n.70/ 1997 (2) • IMPOSTE IMPOSTE SOVRAPREZZI TARIFFA Parte B (copre i costi fissi) Parte variabile TARIFFA Parte A (copre costi variabili) Quota fissa o corrispettivo di potenza Quota fissa o corrispettivo di potenza

35. La regolazione tariffaria del settore elettrico: riferimenti normativi • Legge 27 ottobre 2003, n.290 art. 1 quinquies, comma 7 • L'Autorità definisce le tariffe di remunerazione delle reti di trasporto e distribuzione, anche al fine di garantire le esigenze di sviluppo del servizio elettrico, adottando criteri che includano la rivalutazione delle infrastrutture, un valore del tasso di rendimento privo di rischio almeno in linea con quello dei titoli di Stato a lungo termine nonché una simmetrica ripartizione tra utenti e imprese delle maggiori efficienze realizzate rispetto agli obiettivi definiti con il meccanismo del price cap, applicato alle componenti tariffarie destinate alla copertura dei costi operativi e degli ammortamenti”

36. Evoluzione del sistema tariffarioelettrico 1997 – Prima riforma tariffaria (del. 70/97) Primo Testo Integrato Trasporto (2001) 2000 – 2003: Primo periodo regolatorio Avvio della borsa Elettrica (1/4/2004) 2004– 2007: del. n.5/04 Secondo periodo regolatorio Completa apertura segmento vendita (1/7/2007) 2008 – 2011: del n. 348/07 Terzo periodo regolatorio Regime di protezione sociale (2008-2009)

37. Prezzi e tariffe dell’energia elettrica dal 7/07 Prezzo/tariffa finale Costi Generazione Corrispettivo PED =PE + PD Costi di acquisto energia Costi di dispacciamento Tutelati Dispacciamento Prezzo libero Liberi Costi di generazione e dispacciamento Trasmissione Tariffa di trasporto (TRAS c€/kWh) Tutelati/ liberi Costi di trasporto rete trasmissione Distribuzione Tariffa di distribuzione obbligatoria Costi di distribuzione e commercializzazione servizio di distribuzione su reti AT,MT e BT Tutelati/ liberi Misura Tariffa di misura (MIS1 MIS3) Tutelati / liberi Installazione,manutenzione,rilevazione e registrazione consumi Vendita Tutelati Corrispettivo PVC Costi di commercializzazione del servizio vendita Prezzo libero Liberi

38. Le tariffe di trasmissione e distribuzionedelibera n. 348/07 • Tariffa di trasmissione • Unica sul territorio nazionale TRAS c€/kWh differenziata per tipologia d’utenza, aggiornata annualmente • Tariffa di distribuzione • Unica sul territorio naturale differenziata per tipologia d’utenza, dal III periodo regolatorio tariffa obbligatoria con perequazione dei ricavi al vincolo V1 aggiornata annualmente • Quota fissa c€/punto di prelievo per anno • Quota potenza c€/kW per anno • Quota energia C€/kWh • Non si applica alle utenze domestiche

39. La perequazione dei costi - delibera n. 348/07 • La legge 481/95 prevede la tariffa unica a livello nazionale e l’introduzione di meccanismi di perequazione tra gli esercenti il servizio di distribuzione dell’energia elettrica. • L’uniformità della tariffa sul territorio nazionale, comporta la definizione dei corrispettivi tariffari sulla base delle caratteristiche medie dell’utenza e del territorio serviti dai distributori mentre i costi del servizio sostenuti dai distributori sono influenzati dalle specifiche caratteristiche della clientela servita e da fattori ambientali fuori dal controllo dell’impresa. La perequazione garantisce l’economicità e la redditività dei distributori • Il regime di perequazione generale: • Si applica a tutte le imprese distributrici per la perequazione dei costi di approvvigionamento, costi di trasmissione e distribuzione • Il regime di perequazione specifico aziendale: • la partecipazione alla perequazione specifica aziendale è riservata alle imprese ammesse al regime di PSA nel periodo regolatorio precedente 04-08 • opera limitatamente ai costi di distribuzione e tende a bilanciare differenze nei costi di distribuzione effettivi rispetto ai ricavi ammessi dai vincoli tariffari, non catturabili mediante analisi statistiche ed econometriche (e quindi non perequate tramite il regime generale) e comunque legate a variabili fuori dal controllo dell’impresa.

40. La tariffa di misura - delibera n. 348/07 • Servizio di misura dell’energia elettrica • Installazione e manutenzione dei misuratori; • Raccolta delle misure dell’energia elettrica; • Validazione e registrazione delle misure dell’energia elettrica • Tariffa di misura • Unica sul territorio nazionale, aggiornata annualmente • MIS1 quota potenza c€/punto di prelievo per anno • MIS3 c€/kWh

41. Il meccanismo di aggiornamento tariffario applicato dall’AEEG • I corrispettivi tariffari sono fissati all’inizio del periodo regolatorio di durata solitamente quadriennale e aggiornati annualmente • I corrispettivi a copertura dei costi di capitale (non sono soggetti a price cap) vengono aggiornati tenendo conto: • del tasso di variazione del deflatore degli investimenti fissi lordi, del tasso di variazione atteso dei volumi del servizio, tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione dei nuovi investimenti • I corrispettivi a copertura dei costi operativi vengono aggiornati con il meccanismo del price cap applicando: • Il tasso di variazione medio annuo dei prezzi al consumo per famiglie di operai ed impiegati • Il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti (X factor recupero di produttività) • Il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da mutamenti del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi relativi al servizio universale

42. Il sistema tariffario per clienti domestici • La definizione di utenze domestiche • I contratti riguardanti l’energia elettrica utilizzata per: • alimentare le applicazioni in locali adibiti ad abitazioni a carattere familiare o collettivo con esclusione di alberghi, scuole… • le applicazioni in locali annessi o pertinenti all’abitazione ed adibiti a studi, uffici … purchè l’utilizzo sia effettuato con un unico punto di prelievo e la potenza disponibile non superi i 15 kW • Le tariffe applicate ai clienti domestici sono differenti

43. Il sistema tariffario per clienti domesticiD1 – D2 – D3 delibera n. 348/07 • Per i clienti domestici sono previste specifiche tariffe di fornitura (trasmissione+distribuzione+ misura+vendita). Regime di maggior tutela • La tariffa D1 è la tariffa di riferimento per la remunerazione dei servizi di trasmissione distribuzione e misura di energia elettrica non viene effettivamente applicata a nessun cliente (utilizzata per il calcolo del vincolo sui ricavi V1) • Come per i periodi regolatori precedenti, anche per il 2008-2011 il sistema tariffario per i clienti domesticiprevede due tariffe D2 e D3 fissate dall’Autorità e obbligatoriamente offerte ai propri clienti da ogni distributore • Le tariffe D2 e D3 e sono determinate in funzione della tariffa D1

44. Il sistema tariffario per clienti domesticiPerché la D2 e la D3? • Le tariffe D2 e D3 sono state introdotte per garantire gradualità nella transizione dal sistema tariffario precedente alla tariffa D1 rispondente ai costi del servizio, ed in attesa della definizione del regime di maggior tutela per i clienti in stato di disagio economico (fascia sociale).

45. Il sistema tariffario per clienti domestici Tariffe D2 e D3 • Ciascuna impresa distributrice applica alle utenze domestiche le tariffe D2 e D3 • La tariffa D2 è offerta obbligatoriamente ai clienti residenti con potenza impegnata fino a 3 kW (80% circa dei clienti). • La tariffa D3 è applicata ai clienti residenti con potenza impegnata oltre 3 kW e ai clienti non residenti (20% circa dei clienti).

46. La tariffa D2 • La tariffa D2 è così strutturata: • Corrispettivo fisso: τ1 € cent/punto di prelievo per anno; • Corrispettivo di potenza: τ2 € cent/kW impegnato per anno; • Corrispettivo di energia : τ3 € cent/kWh, differenziati per scaglioni di consumo • Gli scaglioni della tariffa D2: • Fino a 900 kWh/anno • Oltre 900 a 1800 kWh/anno • Oltre 1800 a 2640 kWh/anno • Oltre 2640 a 3540 kWh/anno • Oltre 3540 a 4440 kWh/anno • Oltre 4440 kWh/anno

48. L ‘andamento del prezzo dell'energia elettrica per un consumatore domestico tipo Condizioni economiche di fornitura per una famiglia con 3 kW di potenza impegnata e 2.700 kWh di consumo annuo in c€/kWh

49. Tariffa/Condizioni economiche per il cliente domestico tipo e andamento del prezzo del petrolio in euro (Brent)Numeri Indici : III bim 1997 = 100

50. Prezzi finali dell’energia elettricaper il consumatore domestico - 1 Non include le componenti A e UC Include le componenti A e UC Fonte: Eurostat, e AEEG